（来源：光伏头条）
文 | 光伏头条 团队
2025年的机制电价竞价，是摸着石头过河。到了2026年，规则制定者更清楚边界，参与者更熟悉打法。
同时，国家能源局明确，要跟踪指导地方科学组织2027年增量项目机制竞价，及时引导纠偏。
这让这一轮机制电价竞价更有看头。先期广东、广西、天津、甘肃、新疆、云南六省披露的2027年竞价结果，恰好提供了观察2027年机制电价走势的一扇窗口。
01
机制电价：
底部修复与高位稳定并存
机制电价水平是观察2027年价格走势的最直接指标。截至目前，已经有云南、广西、新疆、甘肃、广东、天津、黑龙江等7省市公布机制电价竞价结果。除黑龙江之外，其余均包括了光伏项目的机制电价。
六省中，既有广东分布式光伏0.300元/千瓦时的低位出清，也有新疆光伏0.259元/千瓦时贴近上限，还有云南光伏0.331元、风电0.3351元的连续窄幅运行。整体看，新疆、甘肃等风光大基地省份低价出清现象正在修复，西南地区的广西、云南等省份电价高位运行，分布式大省广东则价格有所下降。
具体而言，广东2027年分布式光伏出清价0.300元/千瓦时，较2026年0.36元/千瓦时下降0.06元，降幅16.7%，在六省中仅高于新疆风电0.230元、甘肃风光0.2440-0.2447元等低价修复区间。
广西风光分场出清，光伏0.305元/千瓦时，较2026年0.31元微降0.005元；风电0.359元/千瓦时，较2026年0.355元微升0.004元，已贴近0.36元上限。
天津风光统一出清0.3195元/千瓦时，与2025-2026年的0.3196元几乎完全一致，连续三年“定格”在0.32元上限附近。
甘肃则出现明显修复：2027年上半年光伏0.2447元/千瓦时、顶格上限出清，风电0.2440元/千瓦时，较2026年及2025年均为0.1954元的下限出清，光伏上涨25.23%、风电上涨24.87%。
新疆同样是“价升量缩”：上半年风电0.230元/千瓦时，较2026年0.210元上涨9.52%；光伏0.259元/千瓦时，较2026年0.150元上涨72.67%，距0.262元上限仅差0.003元。
云南2027年光伏0.331元/千瓦时、风电0.3351元/千瓦时，对照2025年0.330元和0.332元、2026年0.329元和0.335元，三年最大波幅不超过0.005元，是六省中唯一“量价双稳”的样本。
02
机制电量：
多省缩量，“有价无市”显现
价格之外，机制电量规模更能反映各地竞价的真实冷暖。
2027年六省电量安排明显分化：广东逆势扩容，广西风电缩量约30%，天津机制电量仅占总规模约5%，新疆、甘肃与2026年相比相对稳定。
广东2027年把机制电量盘子从上年的50亿千瓦时扩大至79.34亿千瓦时，增幅近59%，且全部投向分布式光伏；初始竞价电量7934000MWh，实际中标电量7935463.488MWh，约79.34亿千瓦时。
广西本次竞价电量总规模104.2亿千瓦时，其中风电90.2亿、光伏14亿，按全区未纳入机制增量项目年度预测上网电量的40%确定；最终光伏机制电量约13.95亿千瓦时，风电约85.73亿千瓦时，风光合计约99.69亿千瓦时入围。对照2026年，广西光伏电量由19.42亿降至13.95亿，风电由122.24亿降至85.73亿，风电缩量约30%。
天津2027批次机制电量仅204505.176MWh，即2.05亿千瓦时，仅约为计划机制电量40亿千瓦时总规模的5%。按“申报总电量未达50亿千瓦时则按80%调减”的规则反推，本次申报总电量仅约2.56亿千瓦时，机制电量使用率极低。
甘肃2027年上半年机制电量总规模30亿千瓦时，其中风电17亿、光伏13亿；光伏项目911个、电量约13.00亿千瓦时，风电项目34个、电量约17.00亿千瓦时。
新疆上半年风电机制电量79.84亿千瓦时、光伏32.31亿千瓦时，对照2026年风电130.62亿、光伏67.64亿，机制电量有所收缩，同时单个项目机制电量申报上限比例由80%下调至50%。
03
竞争强度：
广东最卷，云南最松
竞争强度决定机制电价的水平！
2027年六省市中，广东的竞争最激烈，云南最宽松，广西、天津、甘肃、新疆则各有结构性特点。
广东2027年竞价参与项目76589个、入选58962个、未入选16224个，约每5个项目有1个出局；总体申报电量11235907.548MWh，对初始竞价电量7934000MWh，实际竞争系数1.53。更有代表性的是，另有139985.87MWh电量报价恰为300元/MWh，却因填报时间排序靠后未能入选，说明边际同价项目只能靠申报时间先后决定去留。广东前三季度分布式光伏备案约16GW、竞价申报容量超12GW，而对应79.34亿度盘子测算的最大入围容量约10GW，可见广东机制电价竞价压力之大。
广西光伏入选8775个项目，其中集中式14个、分布式8761个；风电入选57个项目，其中分散式5个、集中式52个。光伏项目数量多、分布式竞争充分，风电项目少、集中式为主、申报主体少，形成“光伏低、风电高”的价格结构。广西还设置风电、光伏申报充足率下限均为120%，不足时缩减对应类型机制电量规模，以“缩量保价”稳住价格结构。
天津入围项目1729个，几乎全部为分布式光伏，集中式仅2个，近半数为2025年并网项目，2027年新增项目极少；在低申报意愿下，机制电量仅2.05亿千瓦时。
甘肃上半年光伏911个项目、风电34个项目，在30亿千瓦时有限盘子下，光伏直接顶到上限出清。
新疆上半年风电30个项目、光伏66个项目，风电电量规模明显大于光伏、项目数却更少，集中式特征更强。
云南申报2354个、中标2341个，中标率99.4%，竞争烈度六省最低。
04
趋势分析：
西南高位稳定，西北低价修复
从六省结果往后看，2027年机制电价的分省分化不会收敛，反而会沿着资源禀赋、项目结构和规则设计继续展开。可以概括为四条趋势线：西南高位稳定，广东为代表的分布式光伏省电价承压，天津存量项目少、消纳条件较好但参与意愿下降，西北风光大基地项目低价修复。
西南高位稳定。 云南、广西等西南地区，机制电价持续高位，已经形成了较高的市场预期。正因如此，近年来，持续释放风光指标，成为风光新能源新增装机的一大高地。其中原因在于水风光互补消纳结构优越，竞价上下限与燃煤基准价约0.3358元高度贴合，盘子相对宽松、竞争烈度低。
西北风光大基地项目，低价修复但伴随“价升量缩”。 甘肃、新疆等两省2027年机制电价均出现反弹，但电量有所收缩。西北风光大基地项目在价格长期贴近下限后，收益模型无法闭环，报价行为从“极限低价争入围”转向“兼顾收益”，推动价格向成本与资源稀缺程度回归。
分布式光伏省，电价下行压力仍在。 广东案例进一步说明，2027年及后续，分布式占比高的省份，其光伏机制电价仍将面临较强下行压力；除非机制电量规模显著扩大或申报规则改变。
天津等存量项目少、消纳条件较好，面临“有量无市”的境遇。 天津等省份由于资源有限，存量项目逐步减少，可参与机制电价的项目逐年下降，因此机制电量使用率较低。
综上，六省2027年竞价结果合起来看，136号文落地进入第二年，机制电价正进入分省定价、分场定价、量价再平衡的精细阶段。规则制定走向成熟，参与者更加理性，价格、电量、规则与消纳条件共同决定一地竞价冷暖。随着国家能源局跟踪指导地方科学组织竞价、在必要时适时纠偏，机制电价机制有望在动态调整中进一步走向成熟，引导新能源实现可持续健康发展。
